Nghiên cứu quá trình xuống cấp cách điện máy biến áp điện lực và ứng dụng phương pháp phổ điện môi để chẩn đoán chất lượng cách điện trong máy biến áp

ợc cho thấy tất cả MBA có một lượng ẩm quá cao. Do đó, CEB đã thực hiện lọc dầu trên tất cả các máy biến áp. Những thông số ước tính cho những MBA này đã được liệt kê trong bảng 4.10. như hình 4.12, C’(ω) và C’’(ω) của 3 MBA này là tương tự nhau. Ở đó, những điều kiện dòng điện của cách điện trong 3 MBA này là như nhau. Tương tự những thông số thu được từ sự phân tích dầu. Hơn nữa, những thông số đạt được từ mô hình cũng sát gần nhau hơn. Hình 4.13-4.15 đưa ra số đo hằng số điện môi ε’ thu được và tổn thất ε’’ từ MBA T8-T10. Kết quả nhận được từ mô hình X. Số đo và tổn thất thu được không phù hợp trong miền tần số trên 100 Hz. Sự khác nhau này nguyên nhân có thể bởi sự cẩu thả của sự ảnh hưởng những tấm đệm trong mô hình X. Hơn nữa, Đường cong tổn thất mô hình của MBA T9 ở mức độ cao vừa phải hơn đường cong số đo tương ứng bên trong thang tần số nơi độ dẫn dầu chiếm ưu thế toàn bộ đặc tính. Sự 81 khác nhau này bởi giá trị độ dẫn điện của dầu cao đã chỉ định tới mô hình X, đã được mang lại từ số đo độ dẫn dầu và bởi giả định một năng lượng hoạt hóa 0,7 V. Bảng 4.11. so sánh kết quả mô hình FDS và những kết quả từ sự phân tích của dầu cho MBA T8-T10. Phân tích dầu Thông số MODS Thông số mô hình X TN No. ST σ mco mc σ mc X Y C0 mc X C0 T8 35 51 44 4,2 63 5,2 20 15 0,6 4,7 24 0,7 T9 47 52 108 4,9 57 5 20 15 0,6 4,7 24 0,7 T10 50 47 115 4,6 52 4,5 20 15 0,6 4,3 24 0,7 T12 41 3 42 2 3 2,4 20 15 0,8 1,9 25 0,9 ST-nhiệt độ mẫu dầu; δ độ dẫn của dầu ở nhiệt độ 270C; mco- thành phần độ ẩm trong dầu; mc- thành phần độ ẩm trong giấy (%); C0- điện dung hình học(nF). Hình 4.13 mô tả mô hình và kết quả đo cho MBA T12, tuổi của máy nhỏ hơn 20 năm. Tất cả thông số đã ước lượng cho MBA này cũng được chỉ ra trong bảng 4.11. Thành phần độ ẩm đã ước lượng và độ dẫn dầu của T12 ở mức thấp hơn nhiều so với ước lượng cho MBA đã xem xét trước đó. Như mô tả trong trường hợp trước, sự khác biệt giữa mô hình và đường cong tổn thất đã đo ε’’ là nguyên nhân chính bởi độ dẫn dầu ấn định cho mô hình X. Hình 4.13. phần tử thực và ảo của điện dung phức MBA T8-T10 82 Hình 4.14: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T8 Hình 4.15: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T9 83 Hình 4.16: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T10 Hình 4.17: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T12 84 4.3.3.2. MBA 3 pha Trong nghiên cứu này, không có nhiều khả năng cho thực hiện những phép đo trên các MBA công suất 3 pha. Những cơ hội để đo MBA, là ở những thời gian chúng không làm việc. T13 chỉ là một MBA 3 pha mà có thể thực hiện những phép đo thử nghiệm. Mặc dù MBA này đã được lắp đặt ở những năm gần đây (1990), giá trị điện trở cách điện của nó (IR) đã giảm xuống một cách nhanh chóng trong thời gian đó. Hơn nữa, nhật ký vận hành của MBA này chứa đựng thông tin về những chỗ niêm phong dầu không đủ tốt và gây thất thoát. Từ đó, một lý do khả năng cho việc giảm IR là độ ẩm xâm nhập vào từ môi trường khí quyển qua chỗ niêm phong dầu. Từ đó, có thể mong đợi cải thiện thành phần độ ẩm cao trong cách điện của nó. Hình 4.18 mô tả số đo và mô hình hằng số điện môi ε’, và tổn thất ε’’ của MBA T13. Mô hình X đã xác định hàm lượng ẩm 3,5% trong cách điện. Giá trị tương ứng thu được từ mô hình X-Y là 3,8%. Hàm lượng ẩm tương ứng thu được từ sự phân tích dầu là 2,3%, thấp hơn nhiều so với những giá trị từ mô hình. Ở cùng thời gian, độ dẫn dầu xác định từ phần mềm MODS (11pS/m) và số đo độ dẫn dầu (9 pS/m) là tuơng tự nhau. Điện dung hình học xác định từ MODS là 1,5 nF, và tưong tự với điện dung hình học thu được từ mô hình X là 1,6 nF. Hình 4.18: So sánh trị số của mô hình và trị số đo hằng số điện môi và tổn thất trong T13 Những kết quả khẳng định rằng thành phần độ ẩm trong MBA này đang ở mức cao, mặc dù nó vẫn đang trong vận hành nhỏ hơn 10 năm. Do đó, cần ngay lập tức sửa chữa những chỗ niêm phong dầu và nếu có thể thì lọc dầu trong chân không. 85 4.3.3.3. MBA phân phối Những phép đo FDS đã thực hiện trên MBA phân phối DT1 trước và sau khi lọc dầu. Kết quả những đường cong đặc trưng điện môi chỉ ra trong hình 4.19. Kết luận là thủ tục lọc dầu đã không được cải thiện chất lượng dầu. Để kiểm tra nó, phân tích điều kiện của những mẫu dầu, đã được lấy trước và sau khi lọc đầu. Suất điện trở dầu và những thông số điển hình khác của dầu đã được đo. Xem xét sự phụ thuộc điện trở suất vào nhiệt độ trên hình 4.20 thấy rằng việc lọc dầu đã không dẫn đến sự thay đổi của thông số này. Các nghiên cứu khác đã thực hiện ở công ty ABB ở Vasteras, Thụy điển cũng đưa ra kết quả tương tự. Thành phần độ ẩm đã giảm xuống từ 26 tới 14 ppm, con số trung hòa thay đổi từ 0,28 đến 0,24 mg KOH/g-oil, điện áp chọc thủng từ 76 đến 74 kV/2,5 mm, hệ số tổn thất tử 0,519 đến 0,476. và dải mầu từ 7,0 đến 6,5. Những kết quả này khẳng định kết luận sớm hơn dựa trên phép đo FDS. Những thông số đã được ước lượng từ MODS, từ mô hình X và từ phân tích dầu đã cho trong bảng 4.12. Hình 4.19. thành phần thực và ảo của điện dung phức MBA DT1 trước và sau khi lọc dầu. Những thành phần độ ẩm đã ước lượng thu được từ cơ sở dữ liệu “tấm ép” và mô hình X là như nhau. Mặt khác những giá trị này ở mức cao hơn tưong ứng vói những ước lượng thu được từ cơ sở dữ liệu “Xenlulo” và phân tích dầu. Điều này có thể bởi sự khác nhau của cách điện bên trong MBA phân phối. 86 Bảng 4.12. Những thông số ước tính cho MBA DT1 Trước khi lọc dầu Sau khi lọc dầu Phương pháp mc σ X Y C0 mc σ X Y C0 Giấy 3,9 150 20 20 0,4 2,9 87 20 20 0,4 MODS Tấm chắn 5,2 170 20 20 0,4 4,4 106 20 20 0,4 Mô hình X 5,6 -- 30 -- 0,4 4,2 -- 30 -- 0,4 Phân tích dầu 3,2 180 -- -- -- 1,8 140 -- -- -- σ độ dẫn của dầu ở nhiệt độ 270C; mc - thành phần độ ẩm trong giấy (%); C0- điện dung hình học(nF). Hình 4.20. Phụ thuộc nhiệt độ của điện trở suất dầu trong MBA DT1 trước và sau khi lọc. Độ dốc tưong ứng với điện áp đặt 0,5 V. Những phép đo FDS trên MBA DT2 và DT3 đã cho thấy trạng thái cách điện khác nhau. Do không thể lấy được mẫu dầu từ những biến áp này để đo đạc nên không có số đo độ dẫn của dầu - một trong những thông số đầu vào cho mô hình X, vì thế mô hình này cũng không được thực hiện. Do đó, Những thông số xác định trong bảng 4.13 chỉ có từ mô hình X-Y (MODS). Những kết quả FDS, đưa ra với mục đích so sánh, như ε’(ω) và ε’’(ω) xem trên hình 4.21. Điện dung hình học xác định bởi MODS được sử dụng để đưa ra những đường cong này từ điện dung phức đã đo. Giá trị tổn thất cao và sự phân tán của phần thực ε’(ω) của hằng số điện môi phức ε*(ω) đã được tìm ra trong cách điện của MBA DT2. Điều này chỉ rõ sự cần thiết phải có biện pháp cấp bách để cải thiện trạng thái cách điện của MBA này. 87 Bảng 4.13 Thông số mô phỏng cho MBA DT2 và DT3 “tấm chắn” mô hình X-Y “giấy” mô hình X-Y TN No. mc σ X Y mc σ X Y DT2 3,1 12 20 20 4 12 20 20 DT3 1,5 0,7 20 20 1,5 0,7 20 20 Hình 4.21 Kết quả đặc trưng điện môi cho DT2 và MBA dự phòng DT3 4.3.3.4. Một số kết quả đo đặc biệt Trong những nghiên cứu này xuất hiện vài sự khác biệt khi cố gắng thực hiện phép đo FDS qua cách điện chủ yếu của vài MBA. Trên hình 4.22 là kết quả từ những phép đo FDS đã làm trong máy T11. Như trên hình vẽ, số đo điện dung là cực kỳ thấp (~40 pF) cho gam MBA công suất 24MVA được cách điện bằng giấy-dầu. Hơn nữa, tổn thất đo C’’(ω) là số âm ở miền tần số cao hơn 10Hz. Những kết quả phép đo FDS trên những MBA khác cùng chủng loại cũng tưong tự như vậy. Kiểu thể hiện này có thể xảy ra khi đĩa mêtan được lắp đặt giữa cuộn dây cao và hạ áp được tiếp đất. Tuy nhiên, không hề tìm thấy thông tin tương tự ở hướng dẫn về cấu tạo bên trong của những biến áp này. Cần có sự nghiên cứu sâu hơn về vấn đề này trong thời gian tiếp theo. 88 Hình 4.22 điện dung đã đo C’(ω) và tổn thất C’’(ω) của MBA T12 4.3.4. Nhận xét Khi sử dụng mô hình X-Y, đã tính đến trạng thái phức tạp của cách điện MBA (có những tấm ngăn và tấm đệm). Do vậy, cần nắm được cấu trúc hình học của MBA. Tuy nhiên, các công ty điện, thường không có những dữ liệu như vậy. Phân tích độ nhạy của mô hình X-Y cho thấy ảnh hưởng của thành phần độ ẩm, độ dẫn dầu và thành phần đệm vào hằng số điện môi của hệ thống cách điện MBA ở 1 kHz là tương đối nhỏ. Ngoài ra, ảnh hưởng của thành phần tấm ép lên toàn bộ đáp ứng điện môi trong mô hình X-Y cũng là thấp. Hai ảnh hưởng này đã được quan sát khi thành phần vách ngăn ở bên trong chiếm tỷ lệ 20%-50%, thành phần tấm ép chỉ chiếm 15%-25%, độ dẫn dầu khoảng 10-400pS/m ở 250C, và thành phần độ ẩm trong tấm ép biến đổi từ 0,2 đến 5%. Trong phần lớn MBA, những thông số này giảm xuống ở một giới hạn nhất định. Dựa vào những yếu tố trên, đưa ra một mô hình đơn giản gọi là mô hình X. Trong mô hình X, bỏ qua sự tồn tại của tấm đệm trong cách điện MBA. Mặt khác, bổ sung đo mẫu dầu để xác định độ dẫn dầu, để sau đó sử dụng trong mô hình hoá. Kết quả cho thấy, hàm lượng độ ẩm được xác định bằng mô hình X rất gần với những giá trị xác định bằng mô hình X-Y. Mặc dù vậy, cả hai mô hình này đều cho kết quả thường cao hơn một chút so với kết quả phân tích dầu. Do vậy, cần tiếp 89 tục đo đáp ứng tần số của tấm ép dưới những điều kiện khác nhau. Cũng như cần kiểm tra mô hình đối ứng đối với đa số MBA lực thông dụng bằng cách so sánh kết quả mô hình đo FDS với những kết quả phân tích KFT. Những so sánh như vậy sẽ là hữu ích trong việc cải thiện chất lượng mô hình hoá. Khi có đủ thông tin về cấu trúc bên trong MBA, nên so sánh kết quả thành phần tấm ép từ mô hình X với thành phần thực tế vách ngăn. Điều này giúp cho việc đánh giá tác động của các thành phần bị bỏ qua khi áp dụng mô hình và tăng độ chính xác của những số liệu thu được. Phần lớn MBA được đo tại hiện trường đều được xác định là bị ẩm. Do đó, Những biện pháp phòng ngừa cần được áp dụng để tránh sự hư hỏng và già hoá trong những MBA này. Xa hơn nữa, CEB đã thiết lập quy trình thích hợp để lưu giữ cơ sở dữ liệu trong bảo dưỡng và đo đạccủa tất cả MBA lực sử dụng 90 Chương 5: TỔNG HỢP, ĐÁNH GIÁ KỸ THUẬT, KINH TẾ VÀ ĐỀ XUẤT SƠ ĐỒ BẢO DƯỠNG HỢP LÝ ĐỐI VỚI MBA LỰC Đà VÀ ĐANG VẬN HÀNH 5.1. Đặt vấn đề Đánh giá về máy biến áp lực là phương pháp đánh giá tổng hợp phức tạp từ 2 chỉ tiêu tổng quát rất quan trọng: kinh tế và kỹ thuật. Trong chương này chúng tôi xin giới thiệu tới bạn đọc một số khía cạnh của vấn đề nêu trên. Công thức (4.3) đưa ra chi phí thay thế/ đại tu (Replacement/Rebuilding Cost) CR để bổ sung cho việc quyết định quá trình các công việc thực hiện đối với một máy biến áp từ khi đưa vào vận hành cho đến khi chuẩn bị thay thế hoặc đại tu. Một số ví dụ chỉ rõ hiệu quả kinh tế giữa việc thay thế bởi máy biến áp mới trong hệ thống điện. Đánh giá về kinh tế cũng bị ảnh hưởng bởi hệ số có lợi của máy biến áp và suất sự cố của các máy biến áp. Các giải thích này dựa trên các kinh nghiệm của các nước có hệ thống điện phát triển. Những thủ tục thông thường để nhận biết và xác định những khuyết tật gây nguy hiểm cho vận hành của máy biến áp có thể dẫn đến sai lầm của người vận hành khi gặp phải những sự cố không điển hình. Trước kia, việc theo dõi đánh giá máy biến áp được tính toán trong 10 năm, nhưng hiện nay, song song với việc kéo dài tuổi thọ của MBA đang vận hành, ví dụ như các máy biến áp lực đã vận hành được 20 ÷ 30 năm, có nhiều vấn đề kinh tế được đặt ra. Trên thực tế, việc quyết định vấn đề này dựa trên hai yếu tố tổng hợp: kinh tế và kỹ thuật ảnh hưởng lẫn nhau. Phương pháp này được minh họa bằng một vài ví dụ lựa chọn mang lại hiệu quả kinh tế - thay thế máy biến áp cũ bằng máy mới so với việc đại tu hoặc thay mới các bộ phận. Các kết quả đạt được không mang tính rộng lớn vì các giá trị hệ số được mở ra trong tương lai. Một vài trong số đó là các giá trị thống kê, đặc biệt đối với việc đánh giá máy biến áp. Hai trong số các hệ số được quan tâm dưới đây gồm: Hệ số có lợi của máy biến áp và hiệu quả áp dụng. Ảnh hưởng của suất sự cố trong suốt tuổi thọ trung bìnhh của máy biến áp. Đánh giá các điều kiện của máy biến áp lực được xây dựng trên cơ sở 3 bước xác định. Bước đầu tiên được tiến hành mà không cần cắt điện máy biến áp, phân loại máy biến áp dựa trên thời gian vận hành và tăng cường bảo dưỡng máy biến áp. 5.2. Sự cố ngừng hoạt động của các MBA lực và sự quản lý của Công ty điện lực. Đảm bảo cung cấp điện liên tục cho khách hàng là một vấn đề quan trọng cần phải được giải quyết bởi các công ty Điện lực. Một vài trục trặc của máy biến áp có thể dẫn đến ngừng nguồn cung cấp. Xác định số lượng các giai đoạn trong thời gian máy biến áp ngừng hoạt động gọi là ‘hệ số sẵn sàng của máy biến áp lực’. 91 Nó là một trong những yếu tố quan trọng nhất trong quá trình đánh giá của các công ty Điện lực trong việc xác định quá trình bảo dưỡng các thiết bị trong hệ thống điện. Trong thời gian dài cắt điện để phục vụ cho việc trung tu, đại tu, thay mới và sửa chữa nhỏ của máy biến áp cũng như việc thay thế vật liệu mới, hiện đại hoá đối với trạm không được quan tâm tới [39]. Cần xem xét đến khi cắt nguồn, mục đích hoạt động của hệ thống, bao gồm loại trừ việc cắt máy biến áp không tải. Do vậy, trong trường hợp máy biến áp ngừng hoạt động trong thời gian kéo dài, chỉ có duy nhất một thời kỳ ngắn khi cắt nguồn để thực hiện công việc đó được coi như thực hiện các công việc trong tương lai (ví dụ như: đại tu, quá trình sửa chữa, giải quyết sự cố - sửa chữa nhỏ). Hệ số có lợi được tính toán theo công thức ∑ ∑ −= tu off t LT t P 1 (4.1) Trong đó: ∑toff : là thời gian sự cố và sửa chữa (giờ). ∑ Lt : số lượng máy biến áp. Tu : tổng số giờ của giai đoạn vận hành với hệ số được tính (giờ). Đối với hư hỏng nhỏ thường xuyên xảy ra, đặc biệt đối với các máy biến áp phụ, thì không phải là điểm quan trọng để đánh giá tổng quát. Các kết quả đều tập trung vào tính chắc chắn, hiệu quả và rẻ đối với chi phí khi sửa chữa. Sửa chữa tại chỗ thông thường chỉ bằng 10 ÷ 15% so với chi phí khi sửa chữa tại nhà máy hay tại các trung tâm sửa chữa. Ngoài ra, nguyên tắc ứng dụng kiểm tra và sửa chữa tại chỗ về lý thuyết cũng như sự khác nhau về thời gian giữa sửa chữa tại chỗ và ở nhà máy sẽ được quyết định bởi hệ số phụ thuộc vào công suất của máy biến áp. [34, 35]. Có nhiều sự cố quan trọng, đặc biệt là các sự cố xảy ra trong hệ thống cách điện của máy biến áp. Phần lớn trong đó có thể sửa chữa tại nhà máy hoặc tại phân xưởng. Tất cả các sự cố đều được xác định trước trong khi làm các thủ tục khảo sát, chuẩn đoán và kiểm tra những sự cố chính. Việc tập hợp, thống kê sự cố trong hệ thống điện đã được làm ở tất cả các Điện lực, nhưng chưa có cách gì để phân tách các loại sự cố (ví dụ: sự cố này là do sét, sự cố kia là do quá điện áp hồ quang hay do quá điện áp chuyển mạch v.v...). Đi vào cụ thể nghiên cứu công tác quản lý kỹ thuật của các Công ty điện lực, Công ty Truyền tải điện chúng ta chỉ thấy đơn thuần là sự thống kê số lượng sự cố ở các đường dây và trạm mà khó có thể phân tách chúng xảy ra do những nguyên nhân nào khác ngoài các nguyên nhân có trong các liệt kê như: đổ cột, vỡ sứ, đứt dây, tụt lèo, không rõ nguyên nhân v.v…Qua đó thấy rằng, việc thống kê lại các sự cố xảy ra vẫn chưa được chú trọng. Nói chung, không phải sự cố nào cũng yêu cầu phải bảo dưỡng máy biến áp nhưng nó liên quan đến chất lượng chung của các máy biến áp điện lực và việc thiết kế/chế tạo sẽ gặp rất nhiều bất lợi [39]. 92 5.3. Tỷ lệ sự cố ảnh hưởng đến tuổi thọ trung bình của MBA Nếu máy biến áp lực được thiết kế và lắp đặt chính xác và được bảo trì đúng mức nó có thể làm việc trong thời gian rất dài. Quá trình lão hoá cách điện sẽ ảnh hưởng đến tuổi thọ của máy biến áp, máy biến áp chỉ có thể kéo dài được tuổi thọ nếu nhiệt độ làm việc không vượt quá nhiệt độ cho phép. Nó có thể là khi máy biến áp bị quá tải, điều này thường xuyên xảy ra đối với hệ thống điện của Việt Nam. Từ đây có thể thấy việc lão hoá cách điện trở thành một vấn đề rất quan trọng. Trên thực tế, tuổi thọ của máy biến áp chịu ảnh hưởng bởi những hệ số kỹ thuật, các kế hoạch hoặc thông số kinh tế, kèm theo đó là các độ tin cậy khác, sự phát triển của kỹ thuật, việc đáp ứng các thiết bị dự phòng và thiết bị phụ trợ khác. Hiện nay, các quan điểm đều cho thấy một máy biến áp chất lượng tốt có thể được vận hành tới 55 năm nếu nó không bị sự cố vĩnh cửu nào. Các sự cố thường là do các thành phần trong máy biến áp có tuổi thọ nhỏ hơn. Như vậy có thể thấy rằng tuổi thọ trung bình của máy biến áp lực bị giảm xuống do các bộ phận bên trong máy biến áp hư hỏng ngày càng tăng. Số lượng máy biến áp bị hư hỏng là một hàm của tỷ lệ sự cố được định nghĩa bằng số đơn vị bị hư hỏng trong một năm trong số lượng máy biến áp hoạt động bắt đầu từ năm này. Nếu không có sự cố, tuổi thọ của toàn bộ máy biến áp lực liên quan đến số lượng các máy biến áp và số năm mà chúng vận hành. Từ vài máy biến áp xảy ra sự cố, toàn bộ thời gian hoạt động trong số lượng năm được lựa chọn ‘m’ sẽ thấp hơn. Tuổi thọ trung bình của máy biến áp được tính theo công thức sau: ( ) mkwT m k k av ...1,1 1 1 =−=∑ = − (4.2) Với m là tỷ lệ sự cố. Hình 5.1: Tuổi thọ trung bình của một MBA là một hàm của tỷ lệ sự cố tính trong hai khoảng thời gian tương lai.(average life time-years: tuổi thọ trung bình tính bằng năm; failure rate - %: tỷ lệ sự cố tính bằng %; nét đứt: 55 năm; nét liền : 75 năm) Thực tế tỷ lệ sự cố thay đổi theo thời gian. Ở trên công thức giả thiết rằng nó là không đổi hoặc nó là một giá trị thao tác trung bình trong số năm được lựa chọn. 93 Hơn nữa nó đã giả thiết rằng việc ngừng vận hành xảy ra trong năm làm giảm tuổi thọ của máy biến áp được tính bắt đầu từ đầu năm. Trong các nghiên cứu về ảnh hưởng của sự cố đến tuổi thọ trung bình của máy biến áp ở hai giai đoạn "m" đã được lựa chọn: 55 năm và một giai đoạn dài hơn - 75 năm. Những giai đoạn có thể được coi là thời gian vận hành tương lai của lưới điện. Kết quả tính toán được đưa ra ở hình 5. 1. Trong trường hợp tỷ lệ sự cố rất thấp, ở dưới 0,5%, việc giảm thời gian hoạt động trung bình là thấp, khoảng 12%. Nếu tỷ lệ sự cố là 2,5%, thì thời gian hoạt động trung bình là 2 lần. Ở tỷ lệ sự cố cao như vậy ảnh hưởng của thời gian hoạt động tương lai trên thời gian hoạt động trung bình là không quan trọng. Điều đó chứng tỏ rằng vấn đề quan trọng nhất sẽ là việc chế tạo các MBA có độ bền cao hơn, để các MBA có thời gian hoạt động lâu hơn tránh được các sự cố thường gặp (ví dụ như lão hoá do nhiệt và lão hóa cách điện). 5.4. Hiệu quả của việc đại tu so với việc mua MBA mới. Hệ số kinh tế là rất quan trọng khi quyết định bất kỳ sự đầu tư nào trong thời gian hoạt động của máy biến áp - Hình 5.2. Trong bất kỳ trường hợp nào ước lượng kinh tế cần bao gồm không chỉ chi phí tổn thất và bảo dưỡng mà còn bao gồm việc ngừng hoạt động với tất cả các chi phí liên quan (lắp đặt, vận chuyển, thiết bị phụ, tổn thất về thu nhập bán hàng, lắp đặt lại hệ thống cung cấp,v.v...), ô nhiễm môi trường, nguy cơ sự cố trong thời gian vận hành, v.v.... Những nguy cơ này dẫn đến câu hỏi - Nên sửa chữa hay thay mới máy biến áp? Nhân viên vận hành có thể gặp phải câu hỏi này sau khi xảy ra sự cố nghiêm trọng của máy biến áp cũng như khi thiết bị đó đã gần kết thúc thời gian vận hành. Trong trường hợp đầu tiên, có thể loại bỏ thiết bị hư hỏng hoặc đại tu lại. Việc sửa chữa theo các phương pháp thông thường có lẽ sẽ không hợp lý, đặc biệt trong trường hợp khắc phục lại các máy biến áp sự cố cho thấy nhiều hạn chế. Mặt khác, việc sửa chữa yêu cầu phải có các phụ tùng thay thế phong phú. Khối lượng đó được so sánh khi số lượng các máy biến áp bị sự cố tăng lên với tỷ lệ sự cố và thời gian cần mua máy biến áp mới hoặc để sửa chữa một sự cố. Chi phÝ thay thÕ Thay thÕ Tu sña l¹i nhu míi phï hîp víi ®k m«i truêng Kh«i phôc l¹i, sña chòa nhá, t©n trang l¹i L¾p ®Æt HT gi¸m s¸t Sè n¨m vËn hµnh H¹n chÕ t¶i TiÕp tôc vËn hµnh B×nh thu¬ng Th¶i ra ChiÕn lu¬c ph¸t triÕn Ph©n tÝch kinh tÕ Ph©n tÝch kü thuËt §ang vËn hµnh HÕt thêi gian vËn hµnh Truíc khi vËn hµnh §ua ®Õn n¬i kh¸c 94 Hình 5.2: Sơ đồ bảo dưỡng hợp lý MBA đã và đang vận hành và kết hợp với quá trình đầu tư Đánh giá về kinh tế có thể được thực hiện bằng các phương pháp thông thường đã biết. Ở công thức (4.2 và 4.3) bên dưới cho thấy chi phí thay thế / đại tu (CR). Nó đưa ra chi phí chiết khấu bảo dưỡng trung bình hàng năm và được tham chiếu tới hàng năm và được tham khảo trong một giai đoạn giả thiết “N” năm từ tính toán thực tế, ví dụ trong thời gian ngắn nên lựa chọn: thay thế/đại tu lại. ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) )3.4(1 1 1 113 1 11 8760 1 1 1 118760 22 2 nscrN N maN N nennfendinw N jCUoR p K pp pK pp p kPP p K pp pkPfPCCR +−+ −+++ −+ +++⎟ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛ + −+∆+∆+= Trong đó: CR: tổng chi phí của việc thay thế / đại tu lại bao gồm cả chi phí vận chuyển và lắp đặt. ∆Po, ∆Pcu - tổn thất không tải và có tải của MBA. f - Giá trị phụ tải trung bình MBA tham chiếu tới công suất danh định. Pn - Công suất danh định của máy biến áp Kj - Chi phí một kWh cần bao gồm cả tổn thất không tải và có tải. knen - Chi phí 1 kWh chưa cung cấp (cho khách hàng). p - Lãi suất, ví dụ như lãi suất trung bình qua thời gian chờ đợi, N - Thời gian vận hành mong đợi của MBA đại tu /thay thế. n - số lượng năm sau khi MBA đại tu cần thay thế bởi MBA khác. Kinw - Chi phí mua mới MBA hoặc chi phí của việc đại tu một MBA khác mà cần phải lắp đặt sau ‘n’ năm, Pend - Xác suất trung bình của năng lượng chưa được chuyển giao hoặc chưa được lấy lại, Kma - Chi phí bảo dưỡng trung bình hàng năm. Kscr - giá trị còn lại của MBA cũ. Đối với MBA mới bỏ qua giá trị Kinw . 5.5. Sự thay thế / trang bị mới đối với toàn bộ máy biến áp Những phân tích dưới đây được xây dựng trên cơ sở dữ liệu tổng hợp từ những MBA được lắp đặt trong đầu những năm 80. Một số MBA đã được đại tu lại sau khi gặp sự cố hư hỏng nặng nề. Hiện nay, một câu hỏi đặt ra để hỗ trợ quyết định xử lý các MBA trong trường hợp chúng bị sự cố nặng nề đến mức chi phí sửa chữa tại xưởng là rất lớn. Khi đại tu, lõi và thùng giữ lại, trong khi cuộn dây mới thì thay mới hoàn toàn. OLTC (bộ điều áp dưới tải) thì không phải thay mà sẽ được sửa chữa lại. Những sứ xuyên và phần bị vỡ cũng được thay thế. Từ sự so sánh tổng quát về chi phí bảo dưỡng, giá trị còn lại và chi phí năng lượng do gián đoạn cung cấp điện. Dẫn đến chúng ta sẽ đơn giản hóa công việc và cho phép tập trung vào vài phần tử, khó đưa ra các quyết định về kỹ thuật. Mấu chốt của vấn đề này là việc ước lượng như : tuổi thọ mong đợi của máy biến áp 95 được đại tu, tỷ lệ lãi suất, mức độ tổn thất và chi phí đại tu so sánh với chi phí lắp đặt máy biến áp mới. Phần lõi (gông từ) được giữ lại, nên tổn thất không tải của máy biến áp được đại tu không thay đổi. Tổn thất có tải không thay đổi trong thực tế. Nó đã được giả thiết rằng tổn thất không tải của máy biến áp mới thấp hơn 2,5 lần so với máy biến áp bị sự cố và tổn thất có tải của máy biến áp mới chỉ bằng 80% tổn thất có tải so với máy biến áp cũ. Ký hiệu kj là chí phí năng lượng đối với 1MWh, trong khi mức tải trung bình của máy biến áp xấp xỉ 60 % mức tải danh định, thì chi phí cho đại tu, theo kinh nghiệm thu được, bằng 40 ÷ 60% chi phí lắp đặt máy biến áp mới. Lãi suất tại thời điểm hiện thời tương đối cao (khoảng 17% hoặc hơn) và sẽ giảm theo thời gian. Vì vậy, ước lượng thời gian hoạt động của máy biến áp sẽ là một dải rộng ví dụ : Thời gian hoạt động của máy biến áp mới cần phải đạt được 55 năm trong khi đối với máy biến áp đại tu tối thiểu bằng 40% giá trị đó, ít nhất là 25 năm. Ba sự lựa chọn được phân tích : * Ảnh hưởng của thời gian vận hành mong đợi của máy biến áp đại tu trên chi phí được chiết khấu trung bình hàng năm. Nó được giả thiết một giá trị lãi suất khoảng 12% và giá của việc đại tu - 50% so với giá lắp đặt máy mới. * Ảnh hưởng của lãi suất trên lợi nhuận thu được từ việc đại tu. Nó được giả thiết thời gian vận hành bằng 25 năm, trong khi chi phí đại tu được chỉ ra ở trên (ví dụ bằng 50%). * Sự phụ thuộc lẫn nhau của CR và chi phí đại tu được thiết lập. Nó được giả thiết lãi suất là 12%, trong khi thời gian vận hành được mong đợi là 25 năm. Trong tất cả 3 vấn đề liệt kê ở trên, nó được giả thiết rằng sau thời gian đưa máy biến áp vào đại tu, nó được thay thế bởi máy biến áp mới hoặc bởi một máy biến đã được sửa chữa khác. Giá trị CR của máy biến áp đại tu luôn luôn liên quan tới chi phí CR của máy biến áp mới. Hình 5.3; 5.4; 5.5 cho thấy hiệu quả việc đại tu từ quan điểm về chi phí CR. Trong trường hợp khi máy biến áp khác đã được sửa chữa thay thế vào chỗ của máy biến áp đại tu trong thời gian máy biến áp đang đại tu, ảnh hưởng của thời gian hoạt động trên hiệu quả đại tu là thấp, hình 5.3. Tuy nhiên, việc thay thế bằng máy biến áp mới, có nghĩa là nếu máy biến áp được đại tu mà có tuổi thọ là 25 năm thì việc thay thế bằng máy biến áp đắt hơn sẽ không hiệu quả. Mở rộng thời gian vận hành sẽ không thay đổi hiệu quả một cách đáng kể. Từ đây ta thấy rằng: cả khi thời gian vận hành được mong đợi là tương đối ngắn (dưới 25 năm) có thể mong đợi những lợi ích kinh tế từ sự đại tu nếu máy biến áp sửa chữa thay thế cho máy biến áp đại tu. 96 Hình. 5.3: Chi phí chiết khấu trung bình hàng năm của MBA đại tu đối với thời gian vận hành được mong đợi của MBA đại tu .(ratio of costs : tỷ lệ chi phí;expected lifetime -years: thời gian vận hành mong đợi - năm; nét đứt : thay thế bởi MBA mới; nét liền: thay thế bởi MBA đại tu) Trong thực tế lãi suất ảnh hưởng tới hiệu quả của việc đại tu nếu máy biến áp đại tu được thay thế bởi máy biến áp trung tu hoặc bằng 1 máy biến áp mới, xem hình 5.4. Khi đó lãi suất là rất thấp (dưới 10%), nói chung, hiệu quả của việc đại tu là không rõ rệt, đặc biệt trong trường hợp thay thế bởi máy biến áp mới. Sự phụ thuộc lẫn nhau giữa chi phí đại tu và hiệu quả là tuyến tính, trong cả hai lựa chọn thay thế, hình 5.5. Trong ví dụ được nói tới, nếu giá đại tu lớn hơn 50% giá bán lẻ của máy biến áp mới thì sẽ khó khăn khi nói sự đại tu ưu điểm hơn việc thay thế các phần bị hư hỏng bởi cái mới hoàn toàn. Hình. 5.4. Chi phí chiết khấu trung bình hàng năm của MBA đại tu đối với lãi suất. .(ratio of costs : tỷ lệ chi phí; interest rate-%: tỷ lệ lãi-%; nét đứt : thay thế bởi MBA mới; nét liền: thay thế bởi MBA đại tu) 97 Hình 5.5 Chi phí chiết khấu trung bình hàng năm của MBA đại tu đối với chi phí đại tu. .(ratio of costs : tỷ lệ chi phí; refurbishing costs-%: chi phí đại tu lại - %; nét đứt : thay thế bởi MBA mới; nét liền: thay thế bởi MBA đại tu). Trong khi máy biến áp đã được đề cập dựa trên việc tính toán chi phí được chiết khấu trung bình hàng năm trên cơ sở một vài đơn giản hóa. Như vậy, nó bao hàm việc chỉnh định khi tính toán về hiệu quả của việc đại tu. Nếu tỷ lệ chi phí chiết khấu trung bình hàng năm của việc đại tu và những máy biến áp mới không vượt quá 0,8 thì có thể kết luận việc đại tu là có hiệu quả. Cho ví dụ đã nêu một trường hợp thường gặp nếu máy biến áp đại tu được thay thế bởi việc một máy biến áp sửa chữa khác, giá của việc đại tu không vượt quá 50% chi phí của máy biến áp mới và lãi suất lên tới trên 12%. Với điều kiện như vậy, nếu đại tu máy biến áp thì được thay thế bởi máy mới, khi đó chi phí cho việc đại tu là có hiệu quả khi thời gian vận hành được mong đợi của máy biến áp sửa chữa xấp xỉ 25 năm. 98 CHƯƠNG VI: KẾT LUẬN Qua nghiên cứu phân tính của toàn bộ nội dung đề tài đã được trình bày ở trên ta có thể rút ra một số kết luận sau đây: 1. Việt Nam nằm trong một vùng khí hậu nhiệt đới, các máy biến áp thường đặt ngoài trời nên luôn chịu tác động của môi trường như: mưa, gió, nắng, bão, lụt, sương muối, hơi nước muối biển, nhiễm bẩn công nghiệp, bão cát, bão xoáy nhiệt đới v.v... . và đặc biệt nhiệt độ, độ ẩm thường rất cao. Chính các yếu tố môi trường này cũng góp phần làm tăng nhiệt độ dầu và nhiệt độ cuộn dây của máy biến áp. Những yếu tố này tác động liên tục làm thay đổi cấu trúc của vật liệu nói chung và vật liệu điện nói riêng, làm sai lệch các chế độ vận hành bình thường, làm hư hỏng dần các thành phần trong máy biến áp nói chung và đặc biệt là hệ thống cách điện nói riêng. 2. Khi máy biến áp vận hành, dòng điện chạy trong dây quấn của MBA khi đó từ trường trong lõi thép sẽ sinh ra các tổn hao công suất và biến thành nhiệt làm nóng các chi tiết của máy biến áp. Sự tăng nhiệt này làm giảm khả năng sử dụng của vật liệu tác dụng. Khi tăng nhiệt độ thì vật liệu cách điện bị lão hòa [3]. Vật liệu cách điện thường gặp ở máy biến áp là các loại giấy, bìa, bakêlit, vải sợi, dầu máy biến áp, các loại sơn, nói chung là vật liệu cấp A và B. Đối với các loại cách điện này khi tăng nhiệt độ lên 80C với vật liệu cấp A và 120C với vật liệu cấp B thì tuổi thọ của vật liệu cách điện giảm đi một nửa. Để vận hành hợp lý máy biến áp phải tuân thủ theo quy định nhiệt độ cho phép lớn nhất. 3. Các thử nghiệm điện thông dụng từ trước đến nay như là điện trở cách điện, chỉ số phân cực và hệ số tổn thất ở tần số công nghiệp cung cấp rất ít thông tin về cách điện MBA do chúng chỉ đưa ra các giá trị đo đơn (single value). Để khắc phục nhược điểm này, các phép đo đáp ứng điện môi, đo điện áp hồi phục (Return voltage measurements – RVM), đo dòng phân cực và hồi phân cực (polarisation and depolarisation current measurements – PDC) và gần đây nhất là phổ điện môi ở miền tần số (frequency domain dielectric spectroscopy measurements – DS), dần được đưa vào sử dụng để kiểm tra cách điện trong MBA đặc biệt là trong đánh giá mức độ già hóa và hàm lượng ẩm của cách điện rắn. Phương pháp phổ điện môi là phương pháp phân tích các đáp ứng của điện môi theo tần số của điện áp đặt vào (từ 10-5 Hz đến 107Hz). Phương pháp này đã được sử dụng phổ biến từ lâu nay trong ngành nghiên cứu vật liệu nói chung để phân tích cấu trúc của các polymer và sau đó phương pháp phổ điện môi áp dụng rộng rãi trong nghiên cứu các tính chất về điện của vật liệu cách điện nói riêng. Trong việc kiểm tra cách điện trong MBA thì so với phương pháp hồi phục điện áp (RVM), phương pháp dòng phân cực và hồi phân cực (PDC) thì phương pháp phổ điện môi là tiên tiến nhất vì chúng mới chỉ xuất hiện trong vài năm gần đây nhờ sự phát triển công nghệ và những công trình nghiên cứu của nhiều nhà khoa học trên thế giới đối với vấn đề phân tích và diễn giải các kết quả đo. Phương tiện để thực hiện phương pháp này là thiết bị IDAX, nó có thể cho những đánh giá chính xác về trạng thái MBA. Vì thế, có thể làm tăng khả năng bảo dưỡng kỹ thuật, tăng tuổi thọ của MBA. Mặt khác, tất cả các phần thiết bị của máy 99 đo IDAX được tích hợp trong 1 vỏ hộp và có thể dễ dàng vận chuyển đi các nơi. Giúp cho việc có thể sử dụng tại hiện trường các trạm biến áp cũng như trong phòng thí nghiệm. IDAX cho khả năng đánh giá tin cậy độ ẩm sau 1 lần thử nghiệm và thử nghiệm này có thể được thực hiện ở nhiệt độ bất kỳ nào của thiết bị được thử nghiệm. Chương trình mô phỏng của thiết bị cho phép thay đổi tất cả các thông số cách điện đối với mô phỏng hình học bất kỳ và sử dụng công thức đối với sự phụ thuộc nhiệt độ của giấy – dầu. Chương trình mô phỏng của thiết bị IDAX tạo ra các đường cong mẫu và so sánh chúng với đường cong đo đạc cho tới khi nhận được sự tương ứng cao nhất (sự trùng lặp cao nhất). Kết quả cuối cùng đưa ra tỷ lệ phần trăm độ ẩm trong giấy cách điện ở dạng các đại lượng riêng biệt về độ dẫn của dầu. 4. Các kết quả nghiên cứu và phân tích của đề tài có thể áp dụng để xác định hay kiểm tra đánh giá chất lượng của hệ thống cách điện trong máy biến áp nói riêng và trong các thiết bị điện cao áp nói chung, xác định hàm lượng ẩm riêng biệt của phần cách điện rắn và độ dẫn điện của dầu trong các MBA lực. Qua đó sẽ nhằm giúp cho các cán bộ kỹ thuật thuộc các lĩnh vực như: nghiên cứu khoa học, chế tạo, sửa chữa, kiểm tra thử nghiệm v.v.... và công nhân trực tiếp vận hành các MBA hiểu rõ hơn bản chất, khả năng làm việc của MBA, từ đó sẽ tìm ra cách vận hành MBA sao cho hợp lý nhất để tận dụng được khả năng tải tối đa trên cơ sở đảm bảo tuổi thọ của MBA lực. Như vậy, chúng ta có thể khẳng định sự ưu việt của phương pháp đo phổ điện môi và phương pháp này hoàn toàn có thể áp dụng tại điều kiện vận hành hệ thống điện tại Việt Nam. Theo lộ trình phát triển công nghệ điện lực của Tập đoàn Điện lực nói riêng và toàn ngành điện nói chung, việc bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị trạm, đường dây trong đó có máy biến áp lực sẽ được hiện đại hóa và theo xu hướng chung của thế giới, đó là chẩn đoán theo thời gian thực và sửa chữa, bảo dưỡng theo điều kiện thực vận hành của thiết bị. Với định hướng như vậy, việc trang bị các thiết bị sử dụng phương pháp đo phổ điện môi là thực sự cần thiết. 100 PHẦN PHỤ LỤC PHỤ LỤC 1 : Tiªu chuÈn, khèi l−îng thÝ nghiÖm vµ yªu cÇu m¸y biÕn ¸p míi l¾p ®Æt, sau söa ch÷a vµ ®¹i tu ®Þnh kú. PHỤ LỤC 2: Tiêu chuẩn lọc dầu biến áp 101 PHỤ LỤC 1 Tiªu chuÈn, khèi l−îng thÝ nghiÖm vµ yªu cÇu m¸y biÕn ¸p míi l¾p ®Æt, sau söa ch÷a vµ ®¹i tu ®Þnh kú. Đối tượng thí nghiệm Hạng mục thí nghiệm Máy mới lắp đặt Máy sau sửa chữa có thay cuộn dây Đại tu định kỳ Tiêu chuẩn thí nghiệm Ghi chú 1 2 3 4 5 6 1 Đo cách điện của các bu lông ép lót thép và các xà ép tôn bằng megaômmét Bắt buộc Bắt buộc Bắt buộc Điện trở không được giảm thấp hơn 50% so với số liệu xuất xưởng của nhà chế tạo. Nếu không có số liệu của nhà chế tạo thì không được thấp hơn 2 mêgaôm. Có thể thay thế đo điện trở cách điện bằng thử điện áp tăng cao tần số công nghiệp 1000– 2000V trong 1 phút 2. Đo điện trở 1 chiều cuộn dây ở tất cả các nấc Bắt buộc Bắt buộc Bắt buộc Chênh lệch điện trở giữa các nấc tương ứng của các pha và so sánh với số liệu xuất xưởng của nhà chế tạo số liệu thí nghiệm định kì không được lệch quá 2% nếu không có lý do đặc biệt ghi rõ trong lý lịch máy. 3. Đo tỷ số biến áp ở tất cả các nấc phân áp Bắt buộc Bắt buộc Bắt buộc Tỷ số biến áp đo được ở các nấc tương ứng của các pha không được chênh lệch nhau quá 2%. Đối với các máy biến áp có ĐAT sai lệch không quá trị số của một nấc điểu chỉnh. Tỷ số biến áp đo được so với số liệu của nhà chế tạo không được sai lệch quá ±5%. 4. Kiểm tra tổ đấu dây MBA 3 pha và cực tính MBA 1 pha. Bắt buộc Bắt buộc Bắt buộc Tổ đấu dây phải phù hợp với số liệu của nhà chế tạo và với kí hiệu trên nhãn máy 5. Đo điện trở cách điện các cuộn dây R60 Bắt buộc Bắt buộc Bắt buộc Điện trở cách điện các cuộn dây không tiêu chuẩn hoá và sau khi quy đổi về cùng một nhiệt độ thì không được giảm quá 30% Đối với các MBA từ 150kV trở xuống đo ở nhiệt độ trên 102 so với số liệu của nhà chế tạo hoặc so với lần thí nghiệm trước. Trường hợp không có các số liệu trên để so sánh có thể tham khảo giới hạn tối thiểu cho phép của R60 theo bảng 2- 1. 100C. Đối với các MBA từ 220kV trở lên đo ở nhiệt độ trên 30oC. 6. Xác định tỷ số hấp phụ k=R60/R15 Bắt buộc Bắt buộc Bắt buộc Tỷ số hấp phụ không tiêu chuẩn hoá. Thông thường trong khoảng 10 – 30OC tỷ số này không thấp hơn 1,3 đối với các MBA có cách điện không bị nhiễm ẩm. Nếu nhiệt độ cao hoặc thấp hơn khoảng trên tỷ số hấp phụ có thể giảm thấp 7. Xác định tỷ số điện dung C2/C50 và ∆C/C Không bắt buộc Không bắt buộc Không bắt buộc Tỷ số C2/C50 không được tăng quá 15% so với số liệu suất xưởng của nhà chế tạo. Trường hợp không có số liệu này thì tham khảo giá trị tối đa cho phép tại bảng 2.2 Tỷ số ∆C/C tương tự như vậy, giá trị tối đa cho phép xem tại bảng 2.3 Tỷ số C2/C50 chủ yếu dùng cho MBA 35kV. Tỷ số ∆C/C chủ yếu dùng cho các MBA 110kV trở lên. 8. Đo tgδ góc tổn thất điện môi của các cuộn dây Bắt buộc đối với cấp điện áp từ 110kV trở lên Bắt buộc đối với cấp điện áp từ 110kV trở lên Bắt buộc đối với cấp điện áp từ 110kV trở lên Trị số tgδ không tiêu chuẩn hóa. Khi qui đổi vể cùng một nhiệt độ trị số này không được tăng quá 30% so với số liệu xuất xưởng của nhà chế tạo hoặc so với số liệu thí nghiệm định kỳ. Trường hợp không có các số liệu này có thể tham khảo trị số tối đa cho phép theo bảng 2.4. trong mọi trưòng hợp tgδ≤ 1% được coi là đạt yêu cầu. Đối với các MBA từ 150kV trở xuống đo ở nhiệt độ trên 100C. Đối với các MBA từ 220kV trở lên đo ở nhiệt độ trên 300C. 9. Đo tgδ các sứ đầu vào có đầu và thử điện áp xoay chiều tăng cao đối với sứ khác. Thí nghiệm dầu trong sứ Bắt buộc Bắt buộc Bắt buộc tgδ các sứ đầu vào có dầu không được cao hơn các trị số trong bảng 2.5. Các sứ khác phải thử điện áp tăng cao tần số công nghiệp theo bảng 2.6. Dầu trong sứ phải đạt tiêu chuẩn như trong phụ lục 1. Đối với MBA từ 35kV trở xuống các sứ đầu vào được thí nghiệm điện áp tăng cao tần số công nghiệp cùng với cuộn dây 10. Thí nghiệm ngắn mạch Bắt buộc Bắt buộc Bắt buộc Điện áp ngắn mạch không được sai lệch quá 10% và tổn thất ngắn mạch không 103 được tăng lên quá 10% so với số liệu tính toán (số liệu trong lý lịch xuất xưởng) 11. Thí nghiệm không tải Bắt buộc Bắt buộc Bắt buộc Dòng không tải không được sai lệch qúa 30% so với số liệu tính toán (số liệu xuất xưởng). Tổn thất không tải của MBA 3 pha từ 35kV trở xuống và các MBA 1 pha từ 110kV trở lên không được sai lệch quá 10% so với số liệu xuất xưởng. Tổn thất không tải của các MBA 3 pha điện áp 110kV trở lên không được sai lệch qúa 5% so với số liệu xuất xưởng. Tổn thất và dòng không tải của 2 pha A và C đối với các MBA 3 pha không được sai lệch khác nhau quá 5 %. Có thể thí nghiệm trực tiếp ở điện áp định mức hoặc có thể thí nghiệm ở điện áp thấp (5 – 10% định mức). rồi tính toán quy đổi hoặc không quy đổi. Nếu tiến hành TN ở điện áp thấp thì cần tiến hành trước khi đo từ 1 chiều 12. Thí nghiệm điện áp tăng cao tần số công nghiệp đối với cách điện chính. Bắt buộc đối với cấp điện áp 35kV trở xuống Bắt buộc đối với cấp điện áp 35kV trở xuống Bắt buộc đối với cấp điện áp 35kV trở xuống Trị số điện áp thí nghiệm đối với các máy mới lắp đặt và các máy sau sửa chữa có thay thế hoàn toàn cuộn dây lấy bằng 90% điện áp thử của nhà chế tạo khi xuất xưởng hoặc bằng 90% số liệu của bảng 2.7. Đối với các MBA sau sửa chữa có thay thế một phần cuộn dây hoặc một phần cách điện thì thử bằng 85% của nhà chế tạo hoặc của bảng 2.7 Đối với các máy có cấp điện áp từ 110kV trở lên hạng mục này chỉ tiến hành khi có nguồn điện áp phù hợp. Nếu MBA có trung tính cách điện không hoàn toàn thì thí nghiệm điện áp tăng cao chỉ tiến hành riêng với trung tính. 13. Thí nghiệm điện áp tăng cao giữa các vòng dây Không bắt buộc Không bắt buộc Không bắt buộc Điện áp thử bằng 1,3 lần diện áp định mức ở tần số công nghiệp hoặc bằng 2 lần điện áp định mức ở 100Hz. thời gian thử 3 phút Nếu không có điều kiện có thể bỏ hạng mục này. 14. Thí nghiệm mẫu dầu trong máy bắt buộc bắt buộc bắt buộc Xem phụ lục 1 104 15. Thí nghiệm bộ điều áp dưới tải (ĐAT) bắt buộc bắt buộc bắt buộc Theo hướng dẫn của nhà chế tạo. có thể tham khảo phụ lục 9. 16. TN các máy biến dòng nằm trong máy bắt buộc bắt buộc bắt buộc Theo tiêu chuẩn thí nghiệm biến dòng đo lường. 17. Thí nghiệm đo kín vỏ máy bắt buộc bắt buộc bắt buộc Đối với các MBA có bảo vệ bằng màng chất dẻo tạo áp lực không khí 0,1kg/cm2 trong túi khí. Đối với các MBA khác tạo áp lực không khí khô 1kg/cm2 trên mặt thoáng dầu hoặc thử bằng cột dầu cao 0,6 m (cho các máy có bộ làm mát hình ống hoặc mặt phẳng) và 0,3m (cho các máy có bộ làm mát dạng sóng hoặc bộ lằm mát tháo rời). Chiều cao cột dầu tính từ đỉnh bình dầu nhưng không thấp hơn đỉnh sứ đầu vào. Thời gian thử ít nhất 3 giờ. 18. Đóng điện áp định mức 3 – 5 lần vào máy bắt buộc bắt buộc bắt buộc Không được có gì khác lạ chứng tỏ MBA không đạt yêu cầu. 105 PHỤ LỤC 2 TIÊU CHUẨN DẦU BIẾN ÁP No Hạng mục thí nghiệm Dầu mới trong máy Dầu trong vận hành 1 2 3 4 1 Điện áp chọc thủng, kV Dưới 15kV 15 đến 35kV Dưới 110kV 110 đến 220kV 500kV 30 35 45 60 70 25 30 40 55 60 2 Tang góc tổn thất điện môi (%) không quá ở 200C ở 900C 0,2 2,2 1 7 3 Trị số axit mg KOH trong 1g dầu không quá 0,02 0,25 4 Hàm lượng axit và kiềm hoà tan trong nước Không có 0,1 mgKOH 5 Hàm lượng tạp chất cơ học theo khối lượng % không quá Không có Không có 6 Nhiệt độ chớp cháy kín 0C không thấp hơn 135 Giảm không qúa 50C so với lần phân tích trước 7 Độ ổn định kháng ôxy: - Khối lượng cặn % không quá - Trị số axid dầu sau ôxy hoá mg KOH trên 1g dầu không quá 0.01 0.1 Không thử Không thử 8 Chỉ số Natri không quá 0,4 Không thử 9 Độ nhớt động m3/s không lớn hơn Ở 200C Ở 500C 28 9,0 Không thử Không thử 10 Hàm lượng nước theo khối lượng % không quá 0,001 0,0025 11 Hàm lượng khí hoà tan % không quá 220 đến 330kV 500kV 1,0 0,5 2,0 2,0 Ghi chú: 1. Mục 11 chỉ tiến hành đối với các MBA có bảo vệ bằng màng chất dẻo hoặc Nitơ. Trong trường hợp có các thiết bị khử khí dầu đạt tới chân không trên 759mmHg trong khoang chân không thì không cần kiểm tra hạng mục này. 106 2. Mục 10 chỉ kiểm tra đối với các MBA có bảo vệ bằng màng chất dẻo. Đối với các MBA không bảo vệ bằng màng chất dẻo, cấp điện áp 110 – 150 kV cũng lên kiểm tra hàm lượng nước. Đối với các máy loại này hàm lượng nước cho phép không quá 0,002% (20g/tấn) 3. Mục 2 chỉ bắt buộc đối với các MBA từ 11kV trở lên. Việc kiểm tra đơn giản dầu cách điện chỉ bao gồm các mục 1, 3, 4, 5 và 6. 107 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1]. Phạm văn Bình, Lê văn Doanh. “MBA lý thuyết vận hành, bảo dưỡng, thử nghiệm”, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà nội 2002. [2]. Trịnh Hùng Thám, Nguyễn Hữu Khái, Đào Quang Thạch, Lã Văn Út, Phạm Văn Hoà, Đào Kim Hoa, “Nhà máy điện & trạm biến áp (phần điện)”, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, 1998. [3.]. Nguyễn Hữu Kiên, “Nghiên cứu đánh giá tác động của môi trường đối với CĐ cuộn dây và các biện pháp nâng cao tuổi thọ MBA lực trong HTĐ Việt Nam”, Viện Năng lượng, Hà Nội 2004. [4]. Nguyễn Đức Sỹ, " Sửa chữa máy điện và MBA" Nhà xuất bản giáo dục, Hà nội, 2000. [5]. Nguyễn Đình Thắng "Vật liệu kỹ thuật điện", Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2004. [6]. The Phuc Dinh, "Fuzzy expert system application for determination of transformer overload capability" University of Tasmania-Department of Electrical and Electronic Engineering, Feb, 1996. [7]. B.V.Vanin, Yu.N.Lvov, B.N.Neklepaev, K.M.Antipov, A.S.Surba, M.I.Chichinsky. Power transformer of 110-500 kV voltage level failures in the course of operation (Elektricheskiye stantsii, N0 9, 2001, pp53-58) [8]. A.P.Dolin, V.K.Kraynov, V.V.Smekalov, V.P.Shamko. Failure rate. Assessment of state and repair of power transformers. (Energetic, N0 6, 2001, pp 30-35). [9]. V.V.Smekalov* – RAO "EES of Russia", A.P.Dolin., N.F.Pershina –Scientific & Production Enterprise "Technoservice-Electro", "Condition assessment and life time extension of power transformers" CIGRE-2002. [10]. Wong, C.C. “Substation power transformer loading analysis and computer simulation of load ability under realistic operating conditions [11] S. M. Gubanski, P. Boss, G. Csepes, V. D. Houhanessian, J. Filippini, P. Guuinic, U. Gafvert, V. Karius, J. Lapworth, G. Urbani, P. Werelius, and W. S. Zaengl, "Dielectric response methods for diagnostics of power transformers", Electra, No. 202, pp. 23-34, June, 2002 [12] A. K. Jonscher, Dielectric relaxation in solids, 2nd ed, Chelsea Dielectrics Press Limited, London, UK, 1996 [13] U. Gafvert, H. Kols, and J. Marinko, "Simple method for determining the electrical conductivity of dielectric liquids", Nordic IS, Helsinki, Finland, 1986, pp. 23:1 - 23:5, 1986 [14] A. Helgeson, "Analysis of Dielectric Response Measurement Methods and Dielectric Properties of Resin-Rich Insulation During Processing", PhD., Kungle Tekniska Högskolan, Stockholm, 2000 108 [15] R. Eriksson and S. M. Gubanski, "Condition assessment of HV apparatus through measurement of dielectric response", Jubilee congress of the University of Peradeniya, Peradeniya, Sri lanka, 2000 [16] M. C. Lessard, L. Van Nifterik, M. Masse, J. F. Penneau, and R. Grob, "Thermal aging study of insulating papers used in power transformers", Proceedings of Conference on Electrical Insulation and Dielectric Phenomena - CEIDP '96, New York, NY, USA, pp. 854-9 vol.2, 1996 [17] A. M. Emsley, X. Xiao, R. J. Heywood, and M. Ali, "Degradation of cellulosic insulation in power transformers. Part 3: effects of oxygen and water on ageing in oil", IEE Proceedings-Science, Measurement and Technology, Vol. 147, No. 3, pp. 115-19, 2000 [18] R. Neimanis, "On estimation of Moisture Content in Mass Impregnated Distribution Cables", PhD. Thesis, KTH, Stockholm, Sweden, 2001 [19] J. B. Whitehead, Impregnated paper insulation, John Willey & Sons, New York, 1935 [20] D. Kind, High Voltage Technology, Vieweg, 1985 [21] L. Centurioni and G. Coletti, ''Transformer Insulation'', Wileys Encyclopedia of Electrical and Electronics Engineering online, 2000 [22] T. O. Rouse, "Mineral insulating oil in transformers", IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 14, No. 3, pp. 6-16, 1998 [23] I. Fofana, V. Wasserberg, H. Borsil, and E. Gockenbach, "Retrofilling conditions of high voltage transformers", IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 17, 2001 [24] P. Griffin and J. D. Christie, "Effects of Water and Benzotriazole on Electrostatic charge generation in Mineral Oil/Cellulose Systems", Static Electrification in Power Transformers, June 1993, 1993 [25] C. A. Eckelman, ''Wood Moisture Calculation'', Purdue University,Department of Forestry and Natural Resouces, [26] Y. Du, M. Zahn, B. C. Lesieutre, A. V. Mamishev, and S. R. Lindgren, "Moisture equilibrium in transformer paper-oil systems", IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 15, No. 1, pp. 11-20, 1999 [27] V. Sokolov, P. Griffin, and B. Vanin, "Moisture equilibrium and moisture migration within transformer insulation systems", CIGRE WG 12.18 '' Life management of transformers '', Draft 3 [28] "IEEE guide for diagnostic field testing of electric power apparatus - part 1: oil filled power transformers, regulators, and reactors", IEEE std.62- 1995, 1995 [29] S. Itahashi, H. Sakurai, H. Mitsui, and M. Sone, "Analysis of state of water in oil impregnated Kraft-paper and its effect on conduction phenomena", Proceedings of 1993 IEEE 11th International Conference on Conduction and Breakdown in Dielectric Liquids (ICDL '93), New York, NY, USA, pp. 472-6, 1993 109 [30] Y. Du, A. V. Mamishev, B. C. Lesieutre, M.Zahn, and S. H. Kang, "Moisture Solubility for Different Conditioned Transformer Oils", IEEE transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 8, No. 5, pp. 805 - 811, October 2001 [31] CHANDIMA EKANAYAKE: Application of Dielectric Spectroscopy for Estimating Moisture Content in Power Transformers. Technical report no.465L Department of Electric Power Engineering Chalmers University of Technology SE- 41296 Göteborg Sweden 2003 [32]. “Relative humidity,” Britannica online, 1994 - 1997 Encyclopeedia Britannica, Inc,. [33]. H.P. Moser, Transformerboard, Special print of Sientia Electrica, translated by EVH-Weidmann Lim., St., Johnsbury, Vermont, USA, Section C, 1979. [34]. G.Beer, G.Gasparani, F.Osimo, and F.Ross, “Experimental Data on the Drying-out of Insulation Samples and Test Coil for Transformers,” CIGRE Paper No.135,1996. [35]. IDAX-206 АНАЛИЗАТОР СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ Точное и надежное определение влажности изоляции силовых трансформаторов; Компания Пергам-Инжиниринг; фирма Programma Electric AB [36]. S.M. Gubanski, J. BLennow, L. Karlsson, K. Feser, S. Tenbolen, C. Neumann, H. Moscicka-Grzesiak, A. Filipowski, L. Tatarski “Reliable Diagnostics of HV Transformer Insulation for Safety Assurance of Power Transmission System” Cigre Paris Aug 2006 [37]. Frequency Domain (low) Dielectric Loss Measurement for Transformer Diagnostics. - School of Computer Science and Electrical Engineering The University of Queensland. 2004 [38]. Analysis of Dielectric Response Measurement Methods and Dielectric Properties of Resin-Rich Insulation During Processing. - Anders Helgeson 2002 [39]. Sobocki R., Assessment of power transformer failure rate in Polish Power Grid Company as a factor of' reliability and continuity of supply, CIGRE, SC12 Colloquium, Dublin, 2001. [40]. Nguyễn Hữu Kiên; Lê Văn Khánh: Nghiên cứu ứng dụng phương pháp phân tích dòng phân cực và khử phân cực để xác định hàm lượng độ ẩm trong CĐ rắn của MBA lực. Hà Nội 2006.